Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШСН — поршневой насос одинарного действия, а в целом ком­ плекс из насоса и штанг — двойного действия. Жидкость из НКТ вытесняется через тройник 11 в нефтесборный трубопровод.

Станки-качалки

Станки-качалки — индивидуальный балансирный механический привод ШСН. Их выпускали по стандартам 1951, 1956 и 1966 гг. В настоящее время на станки-качалки типа СК второй модифи­ кации действует ГОСТ 5866—76, который предусматривает 13 типоразмеров СК (табл. 9.1). В шифре, например, СК5-3-2500,

больший допускаемый крутящий момент Мкршах на ведомом валу редуктора, умноженный на 10-2 кН • м. Дополнительно СК характеризуют числом п качаний балансира (двойных ходов), которое изменяется от 5 до 15 мин-1.

Смонтирован СК на раме, устанавливаемой на железобетон­ ное основание (фундамент). Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель установлен на поворотной салазке. Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) поло­ жении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для бес­ препятственного прохода спуско-подъемного и глубинного обо­ рудования при подземном ремонте скважины. Поскольку го­ ловка балансира 15 совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 14. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плун­ жера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования. Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока 13) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). Частота движения головки балансира (число качаний п) изменяется сме­ ной ведущего шкива на валу электродвигателя на другой (боль­ ший или меньший) диаметр, т. е. регулирование работы СК дис­ кретное.

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравно­ мерная. Для уравновешивания работы СК помещают грузы (противовесы) на балансир (СК 2), кривошип (СК 4-СК 20) или на балансир и кривошип (СК 3). Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (ротор­ ным) или комбинированным.

тора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также, самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Известны другие индивидуальные механические приводы, включающие также двигатель, трансмиссию и преобразующий механизм. Для привода с одноплечным балансиром характерно расположение опоры на закрепленном конце балансира, а точки соединения шатуна с балансиром — между головкой балансира и опорой. Уравновешивание может быть как грузовым, так и пневматическим за счет сжатия воздуха в пневмоцилиндре с гидравлическим затвором. Подкачка воздуха в систему урав­ новешивания обеспечивается небольшим компрессором. В ба­ лансирных СК с- увеличением длины хода точки подвеса штанг возрастают габаритные размеры отдельных узлов и всей уста­ новки. Значительные массы качающегося балансира создают большие инерционные нагрузки, ухудшающие устойчивость станка.

В безбалансирных приводах возвратно-поступательное дви­ жение штанг осуществляется с помощью цепи или, как правило, канатов, перекинутых через шкивы-звездочки, укрепленные на наклонной к устью скважины стойке-опоре, т. с. в них отсут­ ствует качающийся балансир. Безбалансирный станок позво­ ляет увеличить длину хода устьевого штока. Он работает в от­ личие от балансирного СК по симметричному циклу, что улуч­ шает условия работы узлов редуктора станка, а также колонны насосных штанг. Безбалансирные станки выпускаются серийно под шифрами СБМ 3-1, 8-700; СБМ 6-3-2500 и СБМ 12-5-800.

Здесь С — станок; Б — безбалансирный; М — механического действия; цифры обозначают то же, что и в шифре балансир­ ного СК (см. выше). Частота движения точки подвеса штанг для них соответственно составляет 5—15; 6—15 и 5—10 мин-1.

В СССР разработаны ШСНУ с гидроприводом типа АГН (А. Г. Молчанов). Отличительная особенность АГН — исполь­ зование НКТ в качестве уравновешивающего груза в сочетании с объемным гидроприводом высокого давления. Установка мон­ тируется в виде моноблока непосредственно на фланце колонны обсадных труб, т. е. без сооружения специального фундамента. В качестве силового органа используются длинные гидравличе­ ские цилиндры с движущимися в них поршнями. Поршень од­ ного цилиндра соединен с колонной НКТ, а другого — с колон­ ной штанг. Возвратно-поступательное движение поршней дости­ гается путем переключения золотниковым устройством нагне­ таемой поверхностным силовым насосом жидкости в полости цилиндров. При движении плунжера вниз цилиндр скважинного насоса перемещается вверх и происходит всасывание жидкости. Колонны НКТ и ШН перемещаются в противоположных направ­ лениях, а для этого требуется устанавливать два сальниковых уплотнения на устье.

Оборудование устья

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины и подвешивания колонны НКТ. Устьевое оборудова­ ние типа СУ включает устьевой сальник 12, крестовину 8 и за­ порные краны.

Самоустанавливающиеся устьевые сальники (СУС) изготав­ ливают двух типов: с одним и двумя уплотнениями. Тип саль­ ника выбирается в зависимости от степени газопроявления и высоты положения статического уровня жидкости в скважине. Устьевой сальник состоит из самоустанавливающейся сальнико­ вой головки и тройника. Он герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Отличительная особенность сальника — наличие пространствен­ ного шарового шарнира между головкой сальника и тройником. Шаровое соединение обеспечивает самоустановку головки саль­ ника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исклю­ чает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки. Самоустанавливающиеся устьевые сальники рас­ считаны на рабочее давление 4 МПа.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и располо­ жена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет спускать приборы в затрубное пространство через специальный

устьевой патрубок 9 с задвижкой. Для перепуска газа из затрубного пространства в промысловый нефтетрубопровод и для предотвращения излива нефти в случае обрыва устьевого штока предусмотрены обратные клапаны. Оборудование типа ОУШ включает и муфтовую подвеску НКТ.

Насосные штанги

Штанги предназначены для передачи возвратно-поступатель­ ного движения плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения. Выпускают штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 12, 16, 19, 22, 25, 28 мм и длиной 8 м'для нормальных и коррозионных условий эксплуатации. Для регулирования длины колонны штанг с целью нормальной по­ садки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м. Штанги соединяются муф­ тами (соединительными и переводными). Для этого концы штанг имеют утолщенные головки с накатанной резьбой и квад­ ратным сечением для захвата ключами. Выпускаются также по­ лые (трубчатые) штанги из труб (наружный диаметр 42 мм, толщина стенки 3,5 мм) с приваренными к ним головками (из трубы диаметром 56 мм и толщиной стенки 12 мм). Они исполь­ зуются для эксплуатации неглубоких (до 1200 м) скважин. Осо­ бая штанга — это устьевой (сальниковый) шток (диаметр 31 и 36 мм), соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. По­ верхность его полирована (полированный шток). Разрабатыва­ ется колонна штанг, наматываемая на барабан.

Штанговые скважинные насосы

Известны различные конструкции ШСН. Мы остановимся на конструктивных особенностях тех насосов (7 типов и 3 испол­ нения), которые выпускает отечественная промышленность для нормальных и осложненных условий эксплуатации (рис. 9.2). Они обеспечивают подачу от 5,5 до 400 м3/сут при глубине под­ вески насоса до 3500 м. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.

Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса при­ соединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в сква­ жину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном на насосных штангах. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонт-

ным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо из­ влекать штанги и трубы.

В верхней части плунжера насоса НСН-1 размещается на­ гнетательный клапан и шток с переводником под штанги. К ниж­ нему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан. При ра­ боте клапан сажается в седло корпуса. Подвешивать всасываю­ щий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъемом, а также для замены клапана без подъ­ ема НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограни­ чивает длину его хода, которая в насосах НСН1 не превышает 0,9 м.

В насосе НСН2 в отличие от насоса НСН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъема НКТ используется ловитель (байонетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана. Ловитель имеет две фигурные канавки для зацепле­

ния. В клетку всасывающего клапана ввинчен шпиндель (уко­ роченный шток) с двумя утолщенными шпильками. После по­ садки всасывающего клапана в седло корпуса поворотом ко­ лонны штанг на 1—2 оборота против часовой стрелки добива­ емся того, что шпильки шпинделя скользят по канавкам ловителя и всасывающий клапан отсоединяется от плунжера. Захват осуществляется после посадки плунжера на шпиндель при повороте колонны штанг по часовой стрелке.

Насос НСН2 выпускается с верхним и нижним креплением цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством перевод­ ника, а верхний конец его свободен, т. е. цилиндр разгружен. Максимальная глубина спуска насосов НСН2 с нижним креп­ лением по сравнению с насосами НСН1, а также НСН2 с верх­ ним креплением, увеличивается соответственно с 1200 и 1500 м до 2200 м.

Вставной скважинный насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ (замковые опоры изготовляют с пружин­ ными или малогабаритными якорями). Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.

Насос НСВ1 включает цилиндр, плунжер, замок, нагнета­ тельный, всасывающий и противопесочный клапаны. Всасываю­ щий клапан ввернут в нижний конец цилиндра, а нагнетатель­ ный — плунжера. Для повышения надежности и долговечности насоса эти клапаны выполнены сдвоенными парами «седло — шарик». Вверху плунжера имеется шток с переводником под штанги. Замок и противопесочный клапан размещены в верхней части цилиндра.

Насос НСВ2 в отличие от насоса НСВ1 имеет замок в ниж­ ней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору ниж­ ним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и позволяет значительно увеличить глубину подвески насосов. Если максимальная глубина спуска насосов НСВ1 не превышает 2500 м, то для насосов НСВ2 она составляет 2500—3000 м.

Для эксплуатации скважин при наличии осложненных усло­ вий разработаны насосы специальных типов или исполнений.

личие от насоса НСВ1 одинарные клапаны с седлами из твер­ дого сплава ВК6-В. Для откачки жидкости с объемным содер­ жанием песка более 0,2 % предназначен насос исполнения НСН2Т с использованием трубчатых штанг (откачиваемая

жидкость из плунжера поступает в полые штанги и по ним под­ нимается на поверхность).

насосы исполнения НСВ1В и НСН2В. В них установлены узлы верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, которые предотвращают попадание песка в зазор между плунжером и цилиндром. Внутри плунжера установлен сепаратор для отделе­ ния нефти из откачиваемой жидкости и смазки ею трущихся по­ верхностей плунжерной пары. Для откачки высоковязкой (до 300 мПа-с) жидкости предназначен дифференциальный насос одностороннего действия НСВГ, состоящий из двух спаренных насосов, один из которых (верхний) является рабочим, а другой создает дополнительное усилие для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз.

Насос НСВД в отличие от насоса НСВГ на нижнем конце нижнего цилиндра имеет еще один всасывающий клапан, что создает дополнительную камеру для сжатия газированной жид­ кости. При ходе плунжеров вверх заполняется объем нижнего цилиндра и в кольцевом пространстве дожимается газированная жидкость. При ходе вниз часть жидкости из нижнего цилиндра перетекает в подъемные трубы, а часть заполняет кольцевое пространство. Такая конструкция обеспечивает работу насоса при объемном содержании свободного газа на приеме не более 25 %, а для остальных конструкций допустимое объемное со­ держание свободного газа не должно превышать 10 %.

Насос НСНА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диа­ метра плунжера. Это достигнуто особой его конструкцией — на­ личием автосцепа, включающего сцеп и захват, и сливного уст­ ройства.

Цилиндры насосов бывают втулочные (собранные из корот­ ких стальных или чугунных втулок в кожухе) и безвтулочные (из цельной стальной трубы). Плунжеры изготавливают из стальных труб длиной 1,2; 1,5 и 1,8 м. Наружная поверхность плунжера и внутренняя поверхность втулок отполированы. В за­ висимости от содержания механических примесей в откачивае­ мой жидкости применяют гладкие или с кольцевыми канавками на наружной поверхности (типа «пескобрей») плунжеры. На­ сосы изготавливают четырех групп посадок (0; 1; 2; 3) с зазо­ ром между плунжером и цилиндром соответственно не более 0,045; 0,02—0,07; 0,07—0,12 и 0,12—0,17 мм. Чем больше вяз­ кость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным со­ держанием песка и парафина рекомендуется использовать на­ сосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска ре­ комендуется применять насосы с меньшим зазором.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах: для НСВ — 28—55 мм и 1,2—6 м, а для НСН — 28—93 мм и 0,6—4,5 м. В целом отечественная промышленность выпускает широкого ассортимента насосное оборудование для добычи нефти в раз­ нообразных условиях.

Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ — в зависимости от типа и условного размера насоса.

§9.2. ПОДАЧА ШТАНГОВОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКИ

ИФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА НЕЕ

Подача

Поскольку при ходе плунжера вниз штанги входят вовнутрь цилиндра насоса, то из цилиндра при этом вытесняется объем

Однако действительная (фактическая) подача Q насоса, из­ меренная на поверхности, как правило, меньше QT. Отношение действительной подачи к теоретической называют коэффициен­ том подачи штангового насоса an = Q/QT, тогда действительная подача

Коэффициент подачи ап может изменяться от 0 до 1. В сква­ жинах, в которых проявляется так называемый фонтанный эф­ фект, т. е. в частично фонтанирующих через насос скважинах, ап>1. Работа насоса считается нормальной, если ап = 0,6—0,8. На величину ап и, как следствие, на Q влияет много факторов: деформация штанг и труб, усадка жидкости, степень наполне­ ния насоса жидкостью и утечки жидкости. Характеризуя влия­ ние этих факторов соответствующими коэффициентами и учиты­ вая независимость их совместного действия, можно записать:

Влияние деформаций штанг и труб

Длинные крлонны штанг и труб при сообщении колонне штанг возвратно-поступательного движения в процессе работы уста­ новки ведут себя как упругие стержни. За счет упругих дефор­ маций штанг и труб уменьшается длина хода плунжера по сравнению с длиной хода устьевого штока 5, что непосред­ ственно влияет на подачу. Тогда можно записать'выражение ко­ эффициента, характеризующего влияние деформаций штанг и груб

Величина S задается при проектировании эксплуатации сква­ жины ШСНУ. Для расчета 5 ПЛ необходимо определение нагру­ зок, вызывающих деформации. Эти вопросы рассмотрены от­ дельно.

Влияние усадки жидкости

Цилиндр насоса заполняется жидкостью (нефтью и водой) при температуре Твс ц и давлении всасывания рвсц (на приеме на­ соса). При этих условиях подача составляет Q (рвсц). На по­ верхности жидкость дегазируется и охлаждается, ее объем уменьшается, т. е. происходит усадка жидкости. Фактически по­ дача равна Q. Тогда коэффициент, учитывающий усадку жидко­ сти, можно записать

где b — объемный коэффициент жидкости, равный отношению объемов (расходов) жидкости при условиях всасывания и при поверхностных условиях. Для водонефтяной смеси записываем, пренебрегая относительным движением фаз,

где Q„ (Рвсц), QB (Рвсц) — раСХОДЫ Нефти И ВОДЫ При УСЛОВИЯХ всасывания; QH, QB— дебит (подача) нефти и воды при поверх­

ность продукции (доля воды).

Влияние степени наполнения насоса жидкостью

Степень наполнения насоса жидкостью зависит от содержания свободного газа в ней. Его влияние на наполнение и подачу на­ соса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса